Проект электроснабжения объекта

 

 

_{«Надбавка»  вносимая установкой конденсаторных батарей:}

_{Для  Eл расчеты ведутся только в тех ТП, где установлены УК. Расчет приведен в таблице 16.}

 

«Надбавки» для линии:

Для E_л приведены в таблице12.

Таблица 16

№ по генплану	Наименование потребителей	Оk, кВАр	Eк, %	Eл, %	ΔUл, %	30%ΔUл, %	∆U	∆U 30%
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	КП	45,41	0,048	0,63	0,19	0,00078	1,45	0,43
2	ЗКП	54,00		1,92	0,58	0,01045	2,25	0,68
3	ПРЦ	969,42	0,148	1,62	0,49	0,01285	2,49	0,75
4	ПДРЦ	411,49		2,63	0,79	0,02379	2,20	0,66
5	склад ЖТ	110,96		1,52	0,46	0,00553	1,96	0,59
6	компл. Склад	-294,20		0,64	0,19	0,00094	2,40	0,72
7	склад БП	119,51	0,174	1,98	0,59	0,01791	2,39	0,72
8	жил. Городок	-392,70	0,036	1,88	0,56	0,00342	2,93	0,88
9	КШГ	277,53		0,01	0,00	0,00005	2,31	0,69
10	РТБ	88,05		0,67	0,20	0,00152	1,88	0,57
11	причальный фронт	-236,29	0,344	3,64	1,09	0,02686	2,04	0,61

 

Потери в линиях с учетом КУ, потерь в линиях, трансформаторах  определяется:

;

Расчет приводится на примере  КП (ГПП – ТП1):

;

Остальные расчеты приведены  в таблице 17.

 

Таблица 17

№ п\п	Группа соединения		△U∑	0,3 △U∑
			%	%
1	гпп	КП	4,619	1,39
2	гпп	ЗКП	10,237	3,07
3	гпп	ПРЦ	8,566	2,57
4	гпп	ПДРЦ	15,207	4,56
5	гпп	склад ЖТ	6,073	1,82
6	гпп	компл. Склад	10,441	3,13
7	гпп	склад БП	6,771	2,03
8	гпп	жил. Городок	7,362	2,21
9	гпп	КШГ	4,910	1,47
10	гпп	РТБ	5,151	1,55
11	гпп	причальный фронт	7,895	2,37

Из расчетов видно, что  электриески ближний участок  – ТП№1 (КП), а электрически дальний  – участок ТП№4(ПДРЦ).

Строим эпюры для этих участков.

Эпюра до компенсации:

Рисунок 8

По эпюре следует, что на трансформаторах следует выставить следующие уставки:

На трансформаторе, расположенном  на ТП№4 марки ТМ-250/10 ПБВ Включается на уставку 2 с повышением 5% (ПБВ имеет уставку ±2×±2,5%).

 На трансформаторе, расположенном на ТП№1 марки ТМ-400/10 ПБВ Включается на уставку -2 с понижением 5% (ПБВ имеет уставку ±2×±2,5%).

Для вывода напряжения на номинальный  уровень на ГПП  на трансформаторе марки ТМН-6300/10 РПН устанавливается в положение +6 с повышением на 9% (РПН имеет уставки  ±6×1,5%). [Л4] таблица 3.2.

После регулирования уставок эпюра примет вид:

Рисунок 9

 

Из эпюры видно, что  потери напряжения не выходят за установленные  допустимые пределы.

 

6. Определение основных технико-экономических  показателей СЭС

6.1. Капитальные затраты и эксплуатационные  расходы

Расчет капитальных  затрат.

Капитальные затраты на объект:

;

Где:

;

- капитальные затраты  на сооружение линий,

;

- - капитальные затраты на сооружение ТП с компенсирующими устройствами;

;

Где:

- - капиталовложения для сооружения линии 0,38 кВ([Л1], Приложение 8.8);

- n – число электроприемников данной площадки;

;

где , по [Л1], прил. 8.8, и по табл. 9;

Расчет капитальных затрат остальных КЛЭП-10 предст. в табл. 15.

;

где , по Л2, прил. 8.8,  по табл. 6;

Пример расчета приводится для площадки №1:

Затраты на линии 0,38 кВ:

;

Затраты на линии 10 кВ:

;

Капиталовложения на линию  равны:

;

 Расчет капитальных  затрат остальных КЛЭП-10, ТП и  капитальные затраты на объект в целом представлены в таблице 18.

Затраты на сооружение трансформаторной подстанции:

;

 

              Таблица 18

№ п/п	Линия		Кл0,38	Ал	Вл	L,	F	Кл10	Кл	№ ТП	Ат	Вт	Sн	Ктп	К
	начало	конец	руб	руб/км	(руб/км)/мм2.	км	мм2	руб	руб	-	руб	руб/кВА	кВА	руб	руб
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ГПП	ТП№1	35934	4256	65	1,5	25	8821,5	44755,5	1	10100	7	400	12900	57655,5
2	ТП№1	ТП№3		4256	65	6,1	16	32305,6	32305,6	3	10100	7	400	12900	45205,6
3	ГПП	ТП№5		4256	65	4	25	23524	23524	5	10100	7	400	12900	36424
4	ТП№5	ТП№2		4256	65	5,5	16	29128	29128	2	10100	7	250	11850	40978
5	ГПП	ТП№8		4256	65	3,3	16	17476,8	17476,8	8	10100	7	160	11220	28696,8
6	ТП№8	ТП№6		4256	65	1,6	25	9409,6	9409,6	6	10100	7	630	14510	23919,6
7	ТП№6	ТП№4		4256	65	8,3	16	43956,8	43956,8	4	10100	7	250	11850	55806,8
8	ГПП	ТП№9		4256	65	0,5	16	2648	2648	9	10100	7	630	14510	17158
9	ГПП	ТП№7		4256	65	7,2	16	38131,2	38131,2	7	10100	7	63	10541	48672,2
10	ГПП	ТП№10		4256	65	2,1	25	12350,1	12350,1	10	10100	7	250	11850	24200,1
11	ГПП	ТП№11		4256	65	8,9	35	58125,9	58125,9	11	10100	7	630	14510	72635,9
		ИТОГО на объект													451352,5

 

 

Для ТП№1:

Расчет эксплуатационных расходов.

Эксплуатационные расходы  на объект:

,

Где:

- - амортизационные отчисления

- - затраты на ремонт и обслуживание,  по Л1, прил.8.9;

- - стоимость годовых потерь электроэнергии;

- - приближенное значении потерь активной электроэнергии;

- - максимальные потери электроэнергии;

- – постоянные потери электроэнергии на потерях холостого хода трансформатора;

- - переменные потери в токоведущих частях линий и обмотках трансформатора;

;

;

 

 

Амортизационные годовые  отчисления:

расходы на амортизацию:

 

;

Где:

- - нормы годовых отчислений на реновацию, кап.ремонт (Л-3, приложение 8.9).

К – капиталовложения

а_р , а_кр и а_тр  для нижеперечисленного оборудования равны:

- а_р=2, а_кр=0,4, а_тр=0,5 – для воздушных линий электропередач на металлических и железобетонных опорах;

- а_р=2, а_кр=0,3, а_тр=1,5 – для КЛЭП со свинцовой оболочкой проложенных в земле;

- а_р=3,5, а_кр=2,9, а_тр=3 – для силового электротехнического оборудования (РУ, трансформаторы, реакторы, и др.);

- а_р=9,5, а_кр=3,1, а_тр=3 – для электродвигателей до 100 кВт;

- а_р=7,5, а_тр=3 – для конденсаторных установок;

- а_р=6,2, а_кр=4, а_тр=3 – для ДГ с n>500 об/мин.

6.2 Расчетные годовые  затраты, себестоимость и стоимость  электроэнергии

 

- годовые приведённые затраты

- коэффициент окупаемости (Л-3, стр.456)

• Годовой расход активной энергии, переданной через СЭС:

;

• Средняя себестоимость: ;
• Стоимость передачи одного кВт электроэнергии через СЭС объекта:

.